低透气性煤层定向水力压裂增透技术

针对常规压裂易造成煤体卸压盲区、煤层整体卸压增透效果不理想等存在的问题,采用理论分析、数值模拟与现场实验相结合的方法,分析定向水力压裂作用机理,探讨了定向孔布置、压裂孔密封、煤体最小起裂压力等工艺技术与参数,对比分析定向与非定向压裂的裂隙扩展与贯通规律,验证了定向孔的导向、控制和卸压作用.现场对比试验发现,定向压裂后煤层瓦斯平均抽采浓度和平均抽采纯量分别是普通压裂孔的2.2倍和2.12倍.研究结果表明:定向水力压裂增透效果明显,具有良好的推广应用价值.     

不同坚固性系数f值煤渗透率分布特征及其井下水力压裂适用性分析

针对煤层水力压裂存在的盲目性和效果不确定性等焦点问题,首先以潞安矿区夏店煤矿为例,通过渗透性实验研究了煤坚固性系数f值,煤体结构和渗透率之间的关系,构建了基于坚固性系数的煤层水力压裂渗透率预测模型;然后在分析煤层水力压裂增透机理的基础上,研究了不同煤坚固性系数煤层水力压裂的适用性。结果表明:煤体渗透率与坚固性系数f值的关系近似呈正态分布,存在某一确定的f_c值使煤渗透率最大;煤层水力压裂的适用性与其坚固性系数大小有关,当压裂前煤f值小于f_c值时,水力压裂增透作用效果有限;当压裂前煤f值大于f_c值时,压裂后煤渗透率增加较多,增透效果较好,适用于井下水力压裂技术的实施。工程应用结果与理论分析结果一致。     

西山矿区煤层顺层孔CO_2爆破增透试验研究

为提高西山矿区煤层透气性,缩短瓦斯抽采达标时间,分析了煤层顺层孔CO_2预裂增透技术可行性,模拟了CO_2预裂增透半径。研究结果表明:CO_2爆生气体计算压力大于围岩作用下煤体强度,CO_2爆破煤层增透具备技术可行性;数值模拟显示,经过CO_2预裂爆破后,预裂效果最好的是屯兰矿2#煤,煤层裂隙半径4.20m,其次是屯兰矿8#煤,煤层裂隙半径3.90m,再次是马兰矿8#煤,煤层裂隙半径3.45m,最后是东曲矿8#煤,煤层裂隙半径3.30m;现场试验表明,东曲矿8#煤爆破孔间距按6.5m布置,压裂区平均单孔抽采纯流量是未压裂区的3.2倍。     

井下煤层水力压裂裂缝导向机理及方法

针对井下煤层水力压裂裂缝扩展无序导致抽采效率低的问题,提出水力压裂裂缝导向方法,即采用高压水射流割定向缝导向裂缝起裂及扩展。在压裂孔周边合理布置导向钻孔,压裂孔及导向钻孔均采用水射流割缝技术在煤孔中形成定向缝隙。在地应力作用下缝隙尖端形成剪切破坏区,在内水压的作用下裂缝在缝隙尖端起裂;通过计算射流割缝缝隙水平延长方向最大主应力方向得出,裂缝在尖端起裂后沿水平方向延伸;在此基础上研发了裂缝导向技术工艺,即钻孔布置工艺、封孔工艺及压裂工艺,并成功应用于典型低透气性煤层;试验结果表明:该方法能够导向裂缝的延伸,压裂半径为25 m以上;抽采数据表明瓦斯抽放平均浓度为68%,单孔平均抽放纯量为0.037m3/min;采用裂缝导向技术后相比普通孔瓦斯抽放纯量提高了11.26倍,抽放浓度提高了2.12倍。     

低透气煤层水力压裂裂纹的扩展规律

获取低透性煤层的合理水力压裂影响区和压裂孔布置方式,对瓦斯有效抽采、灾害预防尤为重要。采用岩石破裂失稳RFPA2D渗流系统,建立数值模型,分析低透性煤层水力压裂钻孔周边裂纹的扩展规律。结果表明：钻孔左侧水平向起裂并向内部延伸,右侧起裂裂纹与水平向呈45°且向煤体内部延伸,最终主破裂方向转变为30°,煤层破裂形态呈现蝴蝶形;随着步中步的增加,声发射事件逐渐增多,孔隙水压力分布呈现强弱强弱态。随着水压力不断增大,裂纹区、裂隙区、塑性区和弹性区也在不断改变,变化趋势整体形态呈现椭圆形。该研究为低透性煤层水压增透钻孔合理布置提供了参考依据。     

补白$单一低透煤层水力压裂增透技术试验研究

针对单一低透煤层瓦斯抽采浓度低、衰减快、瓦斯抽采困难等问题,提出了水力压裂增透技术.研究了水力压裂钻孔壁煤体起裂所需最小注水压力,分析了水力压裂过程中注水压力、流量等参数随注水时间动态变化特点,并对压裂前后煤层透气性系数变化和瓦斯抽采效果进行了考察.结果显示:实施水力压裂后,影响区内煤层透气性系数提高了20.32倍,平均瓦斯抽采浓度和纯量分别提高了4.1倍和5.1倍,水力压裂增透效果显著.     

单一低透煤层水力压裂增透技术试验

针对单一低透煤层瓦斯抽采浓度低、衰减快、瓦斯抽采困难等问题,提出了水力压裂增透技术.研究了水力压裂钻孔壁煤体起裂所需最小注水压力,分析了水力压裂过程中注水压力、流量等参数随注水时间动态变化特点,并对压裂前后煤层透气性系数变化和瓦斯抽采效果进行了考察.结果显示:实施水力压裂后,影响区内煤层透气性系数提高了20.32倍,平均瓦斯抽采浓度和纯量分别提高了4.1倍和5.1倍,水力压裂增透效果显著.     

深部煤层上向穿层水力压裂强化增透技术研究

水力压裂技术是提高煤层透气性的有效方法之一。综合利用数值模拟、现场工程试验的方法,系统研究了深部低透气煤层底抽巷上向穿层水力压裂强化增透技术及增透效果。研究发现,通过水力压裂,在距离水力压裂孔20～25m范围内的煤体内形成了大量的压裂隙,透气性大幅提高,有效的提高了煤层的透气性;施水力压裂增透技术后,在一个多月的时间里,考察单元内瓦斯抽采纯量均提高2倍以上,与未压裂区相比,预抽达标时间缩短34%,实现了大范围、长时效增透。研究成果为相似煤层赋存条件矿井提供了借鉴。     

二氧化碳爆破布置参数数值模拟

为确定二氧化碳爆破增加煤层瓦斯透气性技术的最佳爆破孔间距及控制孔的布置方式,采用FLAC~(3D)和Comsol软件对不同间距多空爆破和爆破影响半径进行数值模拟.研究结果表明:爆破器间距约为5 m、爆破孔间距约为7 m,且控制孔布置在相邻爆破孔中间时,液态二氧化碳多孔连续爆破能够达到最理想的爆破增透效果,而且控制孔的半径越大,增透效果越明显,瓦斯抽采效率越高.     

水力压裂潜在危险及钻爆压抽一体化技术

采用FLAC3D软件分析了水力压裂后的孔隙压力和地应力的分布情况,指出水力压裂导致卸压的同时也产生高孔隙压力和地应力集中。压裂方向的不可控导致孔隙压力和地应力分布混乱,成为新的安全隐患。通过控制爆破技术先产生导向裂隙或弱面,控制压裂方向,形成钻爆压抽一体化技术,均匀压裂煤岩体,达到整体卸压目的。结合某矿突出实例,得知控制爆破和水力压裂的时空协同关系和钻孔的布置情况直接影响技术使用效果。     

穿煤层钻孔定向水压致裂的数值仿真

选取鸡西城山煤矿现场实例,利用RFPA2D-Flow软件模拟了穿煤层钻孔定向水压致裂全过程.分析了应力、水压的分布与变化规律,研究了损伤区域、卸压区域的形成与扩展过程.对穿煤层钻孔定向水压致裂前后煤层瓦斯抽放过程中瓦斯抽放效果及压力分布进行了对比研究.结果表明,实施定向水压致裂后压裂孔与控制孔之间的卸压区成为主要的瓦斯渗流通道,使瓦斯抽放效果显著提高.     

四川盆地五峰-龙马溪组深层页岩气勘探开发进展及建议

四川盆地五峰-龙马溪组页岩气资源量主要集中在大于3 500 m埋深范围内,对其实施勘探开发具有重要意义。通过明确四川盆地深层页岩气藏的主要分布范围,在总结分析深层页岩气藏中关于应力与物性关系、脆性与岩石破裂模式、水平应力差与压裂改造效果等方面的特征基础上,深入剖析在对四川盆地五峰-龙马溪组深层页岩气实施勘探与开发过程中出现的关于勘探开发风险深度、钻完井以及压裂技术等相关问题。对此提出以下几个方面的建议:埋深4 500 m为目前深层页岩气藏的勘探风险深度;在钻完井方面,建议采用强抑制水基钻井液,加强地震解释,优化水平井钻井轨迹和方位,采用旋转导向钻井工具等;在水力压裂方面,建议改变射孔方式,采用拉链式同步压裂,使用多尺寸粒径支撑剂以充填多级裂缝,考虑使用液氮等环保型压裂介质,建立和优化多流体运移机制的试井数学模型等。     

圆孔孔壁裂缝水压扩张的压力参数理论分析

运用水压致裂法和Griffith理论,对地应力场中岩体孔壁水压诱致裂缝扩展过程进行了分析,将孔隙压力作用下孔壁裂纹的扩展过程分为3个阶段,即孔壁破裂、第二次扩展、第三次破裂扩展阶段;且不同的破裂阶段分别对应着不同的水力压力。分析了含内压裂纹的扩展压力与原始地应力场及围岩力学特性的关系,随着岩体埋深由浅至深的逐渐增加,水力致裂圆孔的孔壁破裂压力变化由2个阶段过渡为3个阶段,且存在一个钻孔位置的临界埋深。为实际坚硬顶煤水力弱化的试验设计提供了依据。     

穿层钻孔煤巷条带水力压裂防突技术及应用

针对低渗高突煤层煤巷条带预抽区域瓦斯治理难题,运用弹性力学理论,结合高压水动力特性,提出穿层钻孔煤巷条带水力压裂防突技术,建立计算目标煤层起裂压力计算模型,集成配套井下压裂成套设备,并进行工业性试验。试验结果表明:技术实施后,压裂钻孔的瓦斯抽采浓度和抽采纯量曲线呈现"高—低—高"特点,体现了压裂改造的双重作用;相比于水力割缝孔和普通穿层孔,压裂孔的瓦斯抽采纯量分别提高了20倍和133倍;预掘煤巷处的残余瓦斯含量降到8m3/t以下,穿层钻孔煤巷条带水力压裂增透技术消突效果显著。     

低渗油藏径向水力射流压裂裂缝延伸规律

基于扩展有限元法基本理论,建立水力径向射流压裂裂缝延伸三维有限元模型,结合岩石的抗拉破坏准则,研究径向钻孔参数包括钻孔孔径、钻孔方位角及钻孔深度对地层破裂压力的影响。结果表明:随着孔眼直径的增加,起裂压力呈明显的线性降低趋势;地层破裂压力随着射孔方位角的增加而增大,40°为获得地层低破裂压力所允许的临界射孔方位角,优化钻孔与最大水平地应力的最佳夹角不超过40°;不同射孔角度下压裂裂缝扩展规律亦不同。     

美国致密油开发关键技术

 中国致密油储量丰富, 但目前国内的致密油开发技术还处于探索阶段。美国的致密油开发技术在全球致密油开发技术中最为成熟, 具有非常重要的借鉴意义。从美国致密油开发过程分析看, 可以发现水平井技术和水力压裂技术是推动致密油成功开发的关键, 而与之相配套的技术工艺与工具, 包括水平井布井方式、旋转导向工具、行走式钻机、分级/分段改造工艺及工具等, 是致密油开发技术最重要的组成部分。通过对美国致密油钻井及水力压裂的相关关键技术的认识, 对其开发过程中钻井工艺、配套工具及钻井设备和压裂工艺、分段改造工具及压裂施工参数进行了总结。对比目前中美致密油开发技术, 认为加强国际间技术合作及相关技术的自主研发, 是推动国内致密油高效开发的关键。     

缝洞型碳酸盐岩近井筒裂缝转向模拟研究

缝洞型碳酸盐岩油气储层在非主应力方向上存在许多储集体,水力压裂开采技术产生的压裂缝传统的扩展模式为对称双翼扩展线性裂缝,此方式很难沟通大量存在于非最大主应力方向上的储集体。定向射孔并控制水力裂缝扩展路径是解决此问题的关键。本文通过定向射孔压裂起裂模型判断水力裂缝起裂,最大周向应力准则作为判断裂缝转向扩展的依据,结合顺北某油气田实测参数,利用Abaqus扩展有限元法对射孔方位角、水平地应力差、射孔深度、压裂液排量等影响水力裂缝近井筒转向扩展的因素进行数值模拟。结果表明：射孔方位角、水平地应力差是水力裂缝转向扩展的主要控制因素;射孔深度的影响受水平地应力差的控制;压裂液排量的大小对于水力裂缝转向扩展几乎没有影响。     

特低渗透油藏入井流体顺序接触储层损害评价

特低渗透油气资源在剩余油气资源中的地位越来越凸显。由于低孔低渗的特点,特低渗透油层在钻井、完井、采油、增产改造、EOR 等全过程均会发生储层损害。以镇泾油田长8 组为研究对象,对钻井完井液、压井液和压裂液顺序接触储层对储层的损害进行了方法探讨和实验评价。结果表明,钻井完井液对储层的损害最严重,压裂液次之,压井液最轻。分析表明,流体敏感性损害和漏失损害是钻完井液损害储层的主要因素。压裂液乳化、残渣、液相圈闭、浸泡时间损害,天然裂缝与水力裂缝堵塞,压裂液的冷却效应是压裂液损害的主要因素。最终提出了加入封堵剂改善钻完井液性能,从压裂工艺、压裂液体系出发改善压裂液的解决方式,实现全过程储层保护是特低渗油藏开发的关键。     

水射流用于煤层切割的可行性分析

在煤层钻井和固井过程中,近井区域可产生裂缝扭曲,为后期压裂造成困难.高压水射流技术一方面利用水击作用能有效解除钻井、固井造成的堵塞,使井周环形区域应力再次调整,大部分区域应力下降解除压实效应;另一方面在环空增加一定压力使产生的微裂缝得以延伸,实现水力喷射压裂,可以大幅提高井周的渗透率.对高压水射流技术用于煤层气开发问题进行了技术方面的探讨.